A partir de abril de 2026, el Código de Red eleva el factor de potencia mínimo en el punto de conexión de 0.95 en atraso a 0.97, evaluado sobre el 95% del tiempo medido y no como promedio mensual. Alcanza a los centros de carga conectados en alta tensión y a los centros de carga en media tensión con demanda contratada de 1 MW o más, es decir, a la mayoría de las plantas automotrices, aeroespaciales y de electrónica del Bajío y de los estados de la frontera norte.
Las mismas cargas de variación rápida que no pasan esa prueba suelen ser las que se disparan ante una depresión de voltaje de menos de un segundo. Una sola partida presupuestal atiende entonces dos problemas, y la decisión que tiene enfrente la dirección de planta es qué activo comprar: otro banco de capacitores, un compensador dinámico o almacenamiento dimensionado para las celdas que se detienen.
Este artículo expone qué cambió en el instrumento, cuánto le cuesta realmente una depresión de voltaje a una línea y cómo se compara el almacenamiento con los dispositivos correctivos más baratos. El punto de partida es la medición, porque la calidad de la energía en plantas industriales no se ve en un recibo mensual.
Qué cambió en abril de 2026
El Código de Red es la Resolución RES/550/2021 de la Comisión Reguladora de Energía, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 31 de diciembre de 2021 y vigente desde el 1 de enero de 2022. Fija los criterios técnicos que un centro de carga debe cumplir en su punto de conexión, y el factor de potencia es uno de ellos.
La resolución exige que los centros de carga mantengan el factor de potencia entre 0.95 en atraso y 1.00 durante el 95% del tiempo de operación medido. El integrador Tecsa, el 30 de diciembre de 2025, y Quartux, el 2 de enero de 2026, leen el mismo instrumento en el sentido de que ese piso sube a 0.97 a partir del décimo año de operación del centro de carga o a partir de abril de 2026. AP Automatización describió el mismo cambio el 3 de marzo de 2026.
Dos detalles de esa regla concentran el riesgo. El primero es el alcance. No aplica a toda planta por encima de 1 MW. Aplica a los centros de carga en alta tensión y a los centros de carga en media tensión cuya demanda contratada llega a 1 MW. El segundo es la prueba. Una regla de tiempo de cumplimiento no se satisface con un buen promedio mensual, porque una planta puede promediar 0.97 y aun así quedar por debajo durante una quinta parte del turno.
La aplicación de la norma también cambió. La Ley del Sector Eléctrico, publicada en el DOF el 18 de marzo de 2025, sustituyó a la Ley de la Industria Eléctrica y reorganizó la regulación eléctrica bajo la Comisión Nacional de Energía. A nuestro juicio, el cambio de regulador pesa menos para una planta que el cambio en la base de medición.
Condiciones de la red que la planta no controla
La SENER publicó el PRODESEN 2024-2038 el 31 de mayo de 2024. En su caso base, el consumo nacional de electricidad crece 2.4% anual, de aproximadamente 358,670 GWh en 2024 a 495,781 GWh en 2038. El mismo documento plantea 25,251 MW de adiciones de capacidad entre 2024 y 2027 y enlista 194 proyectos de CFE Transmisión por 5,719 km-c de líneas entre 2024 y 2030. El IMCO resumió esas cifras el 6 de junio de 2024.
El CENACE administra la brecha entre la demanda y el margen disponible mediante estados operativos declarados. Industry & Energy Magazine describió el 15 de octubre de 2025 el estado operativo de alerta como una condición preventiva en la que el CENACE despacha generación térmica adicional y reprograma mantenimientos y flujos antes de que ocurra cualquier interrupción. La alerta no es un apagón. Es el sistema operando sin el colchón que de otro modo absorbería una falla en otro punto.
Ese es el mecanismo detrás de la mayoría de las depresiones de voltaje. Una falla en una línea lejana a su planta deprime la tensión en una zona amplia durante unos cuantos ciclos, y la protección la libera mucho antes de que una persona lo note. La capacidad de alojamiento añade una segunda restricción. Donde la capacidad local de distribución ya está comprometida, agregar una línea de producción implica esperar una ampliación de CFE. El almacenamiento detrás del medidor permite a la planta agregar carga sin esa espera. CFE no publica un plazo típico para esas ampliaciones, de modo que no citamos ninguno.
Cuánto le cuesta a una línea de producción una depresión de voltaje de menos de un segundo
En los proyectos que ha realizado Mexico Energy Partners, la mayor parte de la producción perdida en plantas manufactureras mexicanas se explica por depresiones de voltaje de menos de un segundo y no por interrupciones totales. Para el operador se percibe como un parpadeo de la iluminación. Para un husillo CNC o el controlador de un robot es una pérdida de sincronía, y el variador entra en paro de protección para evitar daños.
El dinero se va en el rearranque. Se despejan las máquinas, se inspeccionan las piezas en proceso, se recalibran las herramientas y se rehace el plan del turno. Según nuestra propia contabilidad con clientes, un solo paro de cuatro horas en una planta automotriz Tier 1 cuesta más de 20,000 dólares entre mano de obra perdida y material desechado.
Base de la cifra de 20,000 dólares. Son datos de proyectos de Mexico Energy Partners, no una estadística pública. Es una cifra medida, no modelada, y contabiliza las horas de mano de obra directa perdidas durante el paro más el material desechado a costo estándar, en dólares estadounidenses de 2026, en plantas automotrices Tier 1 con varias líneas. No incluye penalizaciones contractuales por entrega tardía ni el margen perdido en unidades no producidas, y ambos conceptos la elevarían. El ritmo de línea y el esquema de turnos mueven la cifra, así que conviene recalcularla con su propio volumen de producción antes de usarla en un caso de negocio.
Evitar dos o tres de esos rearranques al año vale de 40,000 a 60,000 dólares sobre esa misma base. Eso financia almacenamiento en baterías para plantas industriales dimensionado para las celdas que se disparan. No financia una instalación a escala de toda la planta, y cualquier afirmación de periodo de recuperación que abarque la planta completa omite una variable: el costo instalado por kWh, que depende de las condiciones del sitio y corresponde a una cotización de proyecto, no a un artículo.
El almacenamiento tampoco protege nada de manera automática. La tolerancia a depresiones de voltaje depende de cómo esté conectada la carga. Si la celda protegida queda detrás de un interruptor estático de transferencia o de un inversor con capacidad de isla, el tiempo de transferencia es la cifra que importa, y tiene que ser menor que el ajuste de tolerancia del primer variador que se dispara. Pida ese tiempo de transferencia en milisegundos, por escrito, antes de firmar.
El factor de potencia y qué lo corrige realmente
Los bancos de capacitores corrigen una carga en atraso estable. Conmutan en pasos discretos y responden en segundos. En una planta con arranques de motores grandes, soldadura por resistencia o variadores de frecuencia, la demanda reactiva se mueve más rápido de lo que el banco puede seguir. Así es como un sitio no pasa una prueba de 95% de tiempo de cumplimiento mientras su factor de potencia facturado mensualmente parece aceptable, y esa es la razón práctica para leer qué exige el Código de Red a los centros de carga antes de ordenar más capacitores.
El monto en juego está documentado. La nota de preguntas frecuentes de Schneider Electric sobre el Código de Red, publicada el 9 de diciembre de 2019, expone dos bandas de sanción. Las infracciones graves a las disposiciones de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad se sancionan con 2% a 10% del ingreso bruto percibido en el año anterior. El incumplimiento de los requisitos técnicos en sí se sanciona con 50,000 a 200,000 salarios mínimos. La cifra de 10% que circula en el mercado es el tope de la primera banda, no una multa estándar.
El almacenamiento es uno de varios dispositivos correctivos y no siempre es el más barato. Un compensador estático de VAR o un filtro activo de armónicos corrige el factor de potencia y la distorsión armónica en milisegundos y cuesta menos que una batería. Un restaurador dinámico de tensión atraviesa las depresiones sin almacenar energía para desplazar carga. Un UPS o un volante de inercia protege una carga definida durante un número definido de segundos. Un inversor de baterías realiza corrección del factor de potencia, tolerancia a depresiones de voltaje y recorte de la demanda máxima desde un solo activo, y ese es el argumento a su favor, por costo total instalado y no por capacidad en sí.
Frecuencia, inversores formadores de red y procesos de curado
El curado de compuestos aeroespaciales y el tratamiento térmico dependen de un control de proceso estricto, y una perturbación durante un ciclo de curado puede desechar una pieza con cientos de horas de valor acumulado. La solar en azotea por sí sola puede introducir esa perturbación. La generación pierde la mayor parte de su valor en cuestión de segundos al paso de una nube, y la conexión de la planta absorbe el escalón.
Los inversores seguidores de red toman su referencia de tensión y de frecuencia de la red, por lo que no pueden sostener una referencia que la red no está entregando. Los inversores formadores de red establecen su propia referencia y pueden sostener 60 Hz para las cargas que quedan detrás de ellos, efecto que suele describirse como inercia sintética. Para un horno de curado o una autoclave la pregunta es acotada y tiene respuesta. Pida al proveedor la tolerancia de tensión y de frecuencia que el inversor sostiene durante una transferencia, y compárela con la tolerancia que requiere su controlador de proceso.
Cómo se comparan las tres opciones
| Métrica | Solo red | Solar sin almacenamiento | Solar con BESS |
|---|---|---|---|
| Factor de potencia de 0.97 sobre el 95% del tiempo | Depende de la velocidad del banco de capacitores | Cambio menor | Corregido por el inversor |
| Tolerancia a depresiones de menos de un segundo | Ninguna, los variadores se disparan | Ninguna | La define el tiempo de transferencia |
| Reducción modelada de la demanda máxima facturada, kW | 0% | 15% | 45% |
| Cobertura en el ciclo de 24 horas | Ninguna | Solo horas de luz | 24 horas |
| Reducción modelada del gasto anual en electricidad, MXN | 0% | 20% | 40% a 55% |
Base de la tabla. Los porcentajes son resultados modelados de estudios de dimensionamiento de Mexico Energy Partners para sitios industriales en media tensión con tarifa GDMTH. No son promedios medidos sobre una población publicada. La reducción de demanda máxima es el cambio modelado en la demanda máxima facturada en kW a lo largo de una simulación de doce meses realizada con los datos de intervalo de cada sitio. El rango de 40% a 55% es el cambio modelado en el recibo anual de electricidad en MXN y combina el cargo por energía, el cargo por demanda facturada y las penalizaciones por factor de potencia evitadas, por lo que no es comparable con un ahorro que considere solo energía. La cifra de 20% para solar sin almacenamiento supone un arreglo dimensionado a la carga diurna en los mismos sitios. Las primeras dos filas son una jerarquización, no mediciones.
Qué hacer en los próximos dos trimestres
Comience por la medición y no por la compra. Un recibo mensual de CFE no permite dimensionar el almacenamiento ni acreditar el cumplimiento bajo una prueba basada en tiempo. Un registrador en la acometida, con al menos 30 días de registro, produce el conteo de depresiones por profundidad y duración y un registro de factor de potencia que usted puede contrastar con la regla.
Después, aísle. Respaldar una planta de cinco hectáreas durante un día completo pocas veces justifica su costo. Identifique las celdas cuyo paro cuesta más, dimensione el almacenamiento para esas y deje el resto en la red eléctrica. Esa disciplina es lo que mantiene defendible la cifra de inversión ante un consejo de administración.
- Obtenga doce meses de datos de intervalo y evalúe el factor de potencia frente a la regla de 95% de tiempo de cumplimiento, no frente al promedio impreso en el recibo.
- Documente el ajuste de tolerancia a depresiones de cada variador que se haya disparado, de modo que el tiempo de transferencia que especifique sea menor que el ajuste que falla primero.
- Cotice un compensador estático de VAR y un filtro activo de armónicos junto con el almacenamiento, para que la batería tenga que ganar por costo instalado y no por suposición.
Los esquemas de Energy-as-a-Service eliminan la inversión inicial y trasladan el equipo al balance de un proveedor, con la planta pagando una cuota mensual. En los esquemas que hemos revisado, tres cláusulas deciden si convienen: quién asume la obligación de cumplimiento del Código de Red, qué pasa con la cuota si CFE modifica la tarifa y cuál es el precio de compra del equipo en cada aniversario.
Mida las depresiones de voltaje antes de dimensionar la batería
Mexico Energy Partners instala un registrador de calidad de la energía en la acometida durante 30 días. Registramos la profundidad y la duración de las depresiones frente a los umbrales de disparo de los variadores que detienen sus líneas. Usted recibe un memorándum de dimensionamiento para el aislamiento de cargas críticas y un registro de factor de potencia evaluado contra la regla de 95% de tiempo de cumplimiento.
Para iniciar, envíe doce meses de recibos de CFE, el diagrama unifilar, la lista de cargas que se disparan y los ajustes de tolerancia a depresiones de esos variadores. Confirmamos el alcance y la ubicación del registrador antes de cualquier visita al sitio. El memorándum indica qué se midió y qué se modeló, y no presenta una cifra de ahorro antes de que termine el periodo de registro.
Fuentes
- Comisión Reguladora de Energía, Resolución RES/550/2021, Código de Red, Diario Oficial de la Federación, 31 de diciembre de 2021, vigente desde el 1 de enero de 2022. Criterio de factor de potencia para centros de carga.
- Tecsa, "Lo que debes saber para cumplir con el Código de Red 2026", 30 de diciembre de 2025. Alcance del requisito de 0.97 y fecha de abril de 2026.
- Quartux, "¿Qué es el Código de Red 2.0?", 2 de enero de 2026. Prueba de tiempo de cumplimiento y umbral de 1 MW.
- AP Automatización y Control Eléctrico, "Código de Red 2.0 en el 2026, FP de 0.97", 3 de marzo de 2026. Corroboración del valor de 0.97.
- Schneider Electric, "Código de Red: preguntas frecuentes", 9 de diciembre de 2019. Bandas de sanción por infracciones a las disposiciones de calidad y confiabilidad.
- Ley del Sector Eléctrico, Diario Oficial de la Federación, 18 de marzo de 2025. Reorganización de la regulación eléctrica bajo la Comisión Nacional de Energía.
- SENER, PRODESEN 2024-2038, 31 de mayo de 2024, con el resumen del IMCO del 6 de junio de 2024. Crecimiento de la demanda, adiciones de capacidad y programa de transmisión.
- Industry & Energy Magazine, "CENACE en Estado Operativo de Alerta", 15 de octubre de 2025. Definición y efecto del estado operativo de alerta.